Operador del Sistema Eléctrico de Alberta

El Operador del Sistema Eléctrico de Alberta ( AESO ) es la organización sin fines de lucro responsable de operar la red eléctrica de Alberta , Canadá. ^{[ 2 ]} AESO supervisa la planificación y operación del Sistema Eléctrico Interconectado de Alberta (AIES) de manera "segura, confiable y económica". ^{[ 3 ] [ 4 ]} Está obligado por la legislación provincial a actuar en interés público y no puede poseer ningún activo de transmisión, distribución o generación.

Una de las responsabilidades de AESO es gestionar la carga del sistema en caso de que la escasez de suministro o la demanda excesiva de electricidad pongan en peligro la integridad de la red eléctrica. En estos casos, AESO puede ordenar a las compañías eléctricas que reduzcan temporalmente la carga mediante medidas como los apagones rotativos . En julio de 2012, seis generadores eléctricos se desconectaron durante una intensa ola de calor que provocó una alta demanda en la red eléctrica; Edmonton , Calgary , Red Deer y Lethbridge sufrieron apagones rotativos. ^{[ 5 ]} AESO ordenó a las empresas de servicios públicos que redujeran la carga de sus clientes. Doug Simpson, de AESO, explicó que esto no había ocurrido desde 2006. ^{[ 5 ]}

Según su página web, AESO opera "independientemente de cualquier afiliación industrial y no posee activos de transmisión ni de mercado". ^{[ 3 ]}

Las principales funciones y responsabilidades de la AESO están dictadas por la Ley de Servicios Eléctricos de la Provincia de Alberta (EUA) y el Reglamento de Transmisión (T-Reg) e incluyen, entre otras, las siguientes:

• Determinar las necesidades futuras del AIES, desarrollar planes de transmisión a corto, mediano y largo plazo que identifiquen las mejoras necesarias en el sistema de transmisión para satisfacer dichas necesidades, y tomar las medidas necesarias para implementar esas mejoras según sea preciso.
• Preparar y mantener un sistema de transmisión que anticipe, con al menos 20 años de antelación, las condiciones y los requisitos del sistema. El sistema debe planificarse para dar cabida al crecimiento futuro, lo que exige que la AESO adopte una perspectiva a largo plazo, adaptándose a los cambios a corto plazo y centrándose en los requisitos del sistema que cumplan con la visión a largo plazo de la infraestructura eléctrica.
• Garantizar el funcionamiento seguro, fiable y económico del AIES.
• Gestionar la red eléctrica y facilitar el mercado de la electricidad de forma justa, eficiente y abiertamente competitiva.
• Proporcionar un servicio de acceso a la transmisión acorde con una tarifa de transmisión aprobada.
• Gestionar y recuperar los costes asociados a las pérdidas de línea y a los servicios auxiliares.
• Llevar a cabo un proceso competitivo justo y abierto para determinar el proponente ganador que desarrollará, diseñará, construirá, financiará, poseerá, operará y mantendrá la infraestructura de transmisión principal identificada en Alberta.

La AESO opera un mercado para el intercambio de energía eléctrica en Alberta y procura mantener los principios de equidad, apertura y eficiencia del mercado. Con este fin, la AESO "contrata con los propietarios de instalaciones de transmisión para proporcionar a los generadores acceso a la red eléctrica". ^{[ 3 ]}

La política eléctrica de Alberta cambió en 1996, cuando la provincia reestructuró su mercado eléctrico, pasando de la regulación tradicional a un sistema basado en el mercado . Actualmente, el mercado incluye una gran cantidad de compradores y vendedores, y una infraestructura cada vez más diversa.

Para 2020, Alberta tenía 900 turbinas eólicas, lo que representaba aproximadamente el 40% del total de Canadá en ese momento. ^{[ 6 ]} En 2006, la energía eólica proporcionaba menos del 8% de la generación total de energía de Alberta. AESO había dicho que la energía eólica no era lo suficientemente confiable porque el viento no sopla de manera constante. Cuando disminuye, las centrales de carbón y gas natural tienen que compensar la falta de energía para evitar cortes de suministro. En ese momento, Alberta no tenía suficientes líneas de transmisión para conectar las nuevas turbinas eólicas a su red eléctrica. ^{[ 7 ]}

Para 2021, la mayoría de los generadores de energía en Alberta utilizaban gas natural a medida que la provincia hacía la transición para dejar de usar carbón. ^{[ 8 ]}

AESO anunció que el 19 de diciembre de 2022 se alcanzó un récord histórico de demanda máxima de electricidad de 12.187 megavatios durante un período prolongado de frío extremo. Se emitió una alerta de red cuando la central eléctrica Keephills 3, al oeste de Edmonton, sufrió una interrupción no planificada. En Calgary, la sensación térmica nocturna fue de -10 °C combinada con una  temperatura de -25 °C. ^{[ 9 ]} El 3 de enero de 2022, AESO informó de una demanda récord de electricidad de 11.939 megavatios durante un período de frío extremo. ^{[ 9 ]}

En 2016, bajo el mandato de la entonces primera ministra Notley, el gobierno provincial estableció el objetivo de abandonar la generación de energía dependiente de combustibles fósiles mediante el uso de energías renovables. ^{[ 2 ]} La meta era reemplazar el 30% de toda la generación de electricidad en la provincia con energías renovables para 2030. ^{[ 2 ]}

Para diciembre de 2022, Alberta había avanzado hacia el logro del objetivo del 30 % para 2030 antes de lo previsto. ^{[ 2 ]} Según AESO, en 2017, el 59 % de los generadores de electricidad de Alberta todavía utilizaban carbón; las energías renovables representaban solo el 10 %. A finales de 2022, el 18 % de la electricidad de la provincia provenía de energías renovables, muchas centrales eléctricas de carbón se habían convertido a gas natural y se preveía que la generación de carbón se eliminaría por completo para 2023. ^{[ 2 ]}

Según su página web, AESO opera "independientemente de cualquier afiliación industrial y no posee activos de transmisión ni de mercado". ^{[ 3 ]} En noviembre de 2023, el consejo ejecutivo y la junta directiva de AESO estaban compuestos por:

Según un artículo del Edmonton Journal de 2013 , Keith Provost, ex vicepresidente sénior de Alberta Power Ltd. (ahora ATCO Electric), con décadas de experiencia en el sector de las empresas eléctricas, afirmó que, en lugar de comercializar contratos de electricidad para entregas futuras en un mercado regulado, AESO cuenta con su propio sistema, susceptible de manipulación y que no se ajusta a las normas del libre mercado. Según AESO, «el precio de mercado es el promedio aritmético de los 60 precios marginales del sistema de un minuto. Solo las ofertas aceptadas generan energía y reciben el precio de mercado de AESO. Todas las ofertas aceptadas reciben el mismo precio, el precio de mercado, no el precio ofrecido». ^{[ 10 ]}

En abril de 2013, Calgary ocupó el tercer lugar (con un pago mensual promedio de $216 ^{[ 11 ]} basado en un consumo mensual de 1000 kWh) y Edmonton el cuarto ($202 al mes) en Canadá en comparación con otras ciudades en términos de facturas de electricidad elevadas. Halifax ocupó el primer y el peor lugar en Canadá con $225 ^{[ 11 ]} al mes. En comparación con otras ciudades de América del Norte, Calgary y Edmonton ocuparon el séptimo y octavo lugar en términos de costos de energía más altos. ^{[ 12 ]}

El precio unitario de la electricidad en Calgary en abril de 2013 fue de 14,81 centavos por kWh, en comparación con 6,87 centavos por kWh en Montreal y 15,45 en Halifax. ^{[ 13 ]}

El 1 de noviembre de 2019, durante el mandato del primer ministro Jason Kenney , el Partido Conservador Unido (UCP) eliminó el tope del precio de la electricidad de la opción de tarifa regulada (RRO) en 6,8 centavos/kW , que había estado vigente desde que el Partido Nuevo Democrático de la entonces primera ministra, Rachel Notley, había establecido el tope de precio en 2016. ^{[ 14 ]}

En Alberta, la factura mensual de servicios públicos residenciales incluye el costo de la electricidad, el gas natural, el agua, los cargos de distribución y los cargos de transmisión, y los costos de energía representan aproximadamente un tercio del total. ^{[ 8 ]}

Según un artículo de Canadian Press del 24 de febrero de 2022 , la cartera de electricidad de TransAlta , una empresa de servicios públicos con sede en Calgary , generó un margen bruto de 864 millones de dólares en los tres meses que terminaron el 31 de diciembre de 2021, lo que supuso 405 millones de dólares más que sus ganancias durante el mismo período del año anterior. ^{[ 15 ]}

El precio de la electricidad aumentó en 2022, tras un repunte a principios de año. ^{[ 16 ]} En noviembre de 2022, la opción de tarifa regulada mensual residencial (RRO) de Direct Energy aumentó a 17,597 centavos/kWh desde 10,483 centavos en noviembre de 2021, mientras que la RRO de Enmax aumentó 10,66 a 18,245 centavos en el mismo período. ^{[ 14 ]} Los precios alcanzan máximos históricos en diciembre, con predicciones de precios aún más altos a principios de 2023. ^{[ 16 ]}

El 2 de noviembre de 2023, TransAlta adquirió Heartland Generation, la tercera mayor empresa de generación de electricidad de Alberta, por 658 millones de dólares. Como resultado, TransAlta ahora controla el 46 % de la generación de electricidad en la provincia, lo que, según los críticos, le otorga a la empresa un mayor incentivo y capacidad para utilizar la retención económica y otros poderes monopólicos para aumentar artificialmente los precios de la electricidad. ^{[ 17 ] [ 18 ]}

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